г. Алматы, 1994г.

35

Типовая инструкция по организации безопасного проведения газоопасных работ (ТИ РК-08-97).

г. Алматы, 1997г.

Объектом всякой операции глушения является газонефтеводопроявление, или, как один из его видов, открытый фонтан.

ГНВП - это процесс неуправляемого притока пластовых флюидов в скважину вследствие привешения пластового давления над забойным. Если ГНВП не будет своевременно обнаружено и ликвидировано, то находящиеся в скважине буровой раствор будет вытеснен на поверхность и образуется открытый фонтан - неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, разрушения или негерметичности противовыбросного оборудования или грифонообразования [1].

Отсутствие или низкое качество контроля за скважиной может привести к целому ряду нежелательных и даже катострофических последствий: потеря человеческих жизней; потеря буровой вышки и оборудования; потеря пластовых флюид; экологический ущерб; материальные затраты на повторное установление контроля над скважиной. Поэтому понимание основ управления скважиной и ее глушения очень важно.

15. ПРИЧИНЫ ГНВП

Разумеется самой важной задачей является устраниение предпосылок к ГНВП. Фактически для этого достаточно соблюдать основное условие бурения: обеспечение постоянного превышения забойного давления (гидростатического давления столба бурового раствора) над пластовым или, иными словами, поддержание положительного дифференциального давления в системе скважина-пласт. Кроме того, коллекторские свойства (пористость и проницаемость) горных пород, слагающих проявляющийся пласт, также оказывают влияние на характер проявления, но так как они не поддаются регулированию, то в дальнейшем не рассматриваются.

Фактически контроль над скважиной может быть утерен по двум сценариям:

1. Снижение плотности бурового раствора (рис.1);

2. Снижение высоты столба бурового раствора (рис.2).

Это обосновывается уравнением для величины гидростатического давления столба жидкости:

(1)

, где переменными являются -плотность бурового раствора и -высота столба бурового раствора. Каждое из этих двух изменений может быть вызвано, в свою очередь, целым рядом причин.



Рис.1. потеря контроля над скважиной из-за снижения плотности бурового раствора

Снижение плотности бурового раствора может произойти из-за:

1. Удаление твердой фазы бурового раствора. В процессе очистки бурового раствора от шлама некоторое количество твердой фазы бурового растовра также может быть удалено.

2. Излишнее разбавление бурового раствора водой. Часто бывает необходимо добалвять в циркулирующий буровой раствор воду, например для коррекции вязкости или компенсирования испарающейся на больших глубинах жидкой фазы бурового раствора. Неточности в ходе данной процедуры также могут существенно снизить плотность бурового раствора.

3. Насыщение бурового раствора газом из разбуренных пластов значительно снижает его плотность. В то же время следует помнить, что газ, поднимаясь к поверхности, расшираяется и поэтому замеренные на устье показатели содержания газа в буровом растворе не всегда такие же, как в стволе и тем более на забое скважины.

Снижение высоты столба бурового раствора может произойти из-за:

1. Ошибок во время спуско-подъемных операций, а именно недолива бурового растовора во время подъема бурильной колонны. Необходимо полностью компенсировать объем бурильной колонны соответсвующим объемом бурового раствора. Кроме того, следует избегать эффекта свабирования при подъеме. Его суть заключается в образовани области низкого давления под долотом, куда засасываются пластовые флюиды. Это происходит из-за: прилипания шлама к бурильной колонне; излишне высокой скорости подъема; использования высоковязкого бурового раствора; малого зазора между бурильной колонной и стенками скважины; толстой глинястой корки.

2. Потери бурового раствора случаются при проходке высокопроницаемых, трещиноватых пород, а также при черезмерно высокой плотности бурового раствора. Значительные объемы бурового раствора поглащаются, что вызывает снижение уровня. В целях минимизации поглощения следует использовать буровой раствор с мимимально допустимой плотностью; избегать образования областей повышенного давления под долотом при спуске бурильной колонны; также нежелателен маленький зазор между бурильной колонной и стенками скважины.

Рис.2. потеря контроля над скважиной из-за снижения высоты столба бурового раствора Кроме того, проявление может быть следствием вскрытия пласта с АВПД или АНПД, не учтенными ГТН [1].

15.1 Признаки начала ГНВП

Одним из главных факторов, определяющих успех глушения скважины является своевременное определение начала проявления. Существует целый ряд признаков, по которым можно определить, что началось проявление. В свою очередь эти признаки подразделяются на первичные, по которым можно с очень большой степенью вероятностью судить о начале проявлени, и вторичные, которые могут ознаменовать собой что-то другое, кроме проявления[2].

Первичные признаки начала проявления.

1. повышение расхода (скорости) выходящего из скважины бурового раствора. Если при постоянной подаче насосов объем выходящего из скважины бурового раствора превышает объем закаченного, то можно с уверенностью говорить об ГНВП.

2. Увелечение уровня бурового раствора в приемной емкости. По объему увелечения емкости можно судить о масштабах проявления, что используется в дальнеших расчетах.

3. Продолжение истечения скважины при выключенных насосах. Если после выключения насосов приток из скважины продолжается, то это означает, то на буровой раствор действует третья сила. Возможно это давление, поступивших в скважину пластовых флюидов. Кроме того, есть два других объяснения: расширение бурового раствора по мере его нагревания при циркуляции к забою; случайное утяжеление небольшого объема бурового раствора также может выбросить объем бурового раствора благодаря эффекту U-образных сосудов.

4. Неадекватное изменение уровня бурового раствора во время подъема бурильной колонны. Если во время подъема скважина перетекает, когда в нее заливают объем бурового раствора эквивалентный объему извлеченной части бурильной колонны, то, возможно, началось ГНВП.

Вторичные признаки ГНВП.

1. Увелечение скорости проходки может быть вызвано вхождением долота в пласт, сложенный высокопористыми породами, пластовое давление которых обычно высоко. Хотя это не вполне точный показатель, рекомендуется выключить насосы и проверить есть ли приток из скважины.

2. Увеличение содержания газов в буровом растворе. Небольшие поступления газа из проходимых пластов неизбежны, но количество и причины таких поступлений никогда не должны оставаться неопределенными.

3. Изменения в работе насоса. Поступая в скважину, пластовые флюиды снижают вязкость и плостность бурового раствора. Это вызывает увеличение скорости и снижения давления подачи насоса. Однако следует помнить, что эти изменения далеко не всегда свидетельствуют именно о ГНВП.

Если один из вышеперечисленных признаков обнаружен, то следует выполнить процедуру герметизации скважины: поднять квадрат над роторным столом; выключить насосы; проверить, продолжается ли поступления бурового раствора из скважины; если да, то закрыть превенторы и приступить к глушению; если нет, то продолжить бурение.

15.2 Необходимые измерения и расчеты перед началом глушения

После того как установлено, что проявление началось, считываются значения давлений, установившихся в бурильной трубе и межтрубном пространстве, а также объем бурового раствора, вытесненного из скважины. Кроме того, необходимо не надолго открыть линию дросселирования, чтобы избежать гидроразрыва пласта и повреждения обсадной колонны [1].

Анализ давлений. Замеренные при закрытии скважини давления используется для определения пластового давления; плотности бурового раствора необходимого для успешного глушения; вида проникшего в скважину пластового флюида. Сразу после закрытия скважины давления в бурильной колонне и межтрубном пространстве будут расти до точки стабилизации, т.е. до момента когда:

1. Сумма избыточного давления и гидростатического давления в бурильной колонне не станет равной пластовому давлению.

2. Сумма избыточного давления и гидростатического давления в межтрубном пространстве не станет равной пластовому давлению.

Следует заметить, что пластовый флюид поступивший в ствол скважины последует за буровым раствором и начнет подниматься по межтрубному пространству, а не по бурильной колонне[2]. Поэтому гидростатическое давление в бурильной колонне будет меньше, чем в межтрубном пространстве. Вследствие этого, избыточное давление в бурильной колонне больше чем в межтрубном пространстве. Обычно процессы, протекающие в скважине, интерпретируют, сравнивая скважину с U-образным сосудом (рис.3.).

Рис.3. использование модели U-образного сосуда для анализа давлений в скважине

Когда система находится в равновесии,

(2)

- избыточное давление в бурильной колонне.

Если скважина в равновесии и не наблюдается увеличение избыточных давлений на устье, то

. (3)

Так как во время глушения плотность бурового раствора известна, то из (2) следует прямая зависимость избыточных давлений в бурильной колонне и забойного давления. Тогда, регулируя избыточное давление в бурильной колонне с помощью линии дросселирования и плотности бурового раствора мы можем достичь равенства (3) и ,тем самым, прекратить приток флюидов в скважину (метод косвенного контроля забойного давления). Для межтрубного пространства справедливо

. (4)

где - избыточное давление в межтрубном пространстве.

Избыточное давление в межтрубном пространстве регулируется с помощью дросселя (метод непосредственного контроля забойного давления). Высота столба пластового флюида определяется по объему выброшенного из скважины бурового раствора:

(5)

где А - объем одного метра межтрубного пространства, V - объем выброшенного из скважины бурового раствора.

Факт проявления говорит о том, что пластовое давление превысило забойное. Значит, пластовое давление может быть оценено как:

. (6)

Выбор плотности жидкости глушения основыается на необходимости достижения положительного дифференциального давления в системе забой-пласт, т.е.

(7)

,где - плотность жидкости глушения, - репрессия на пласт.

Вид пластового флюида, поступившего в скважину, определяется из

(8)

Если , то флюид - пластовая вода. Если , то флюид - газ. Плотность нефти и газонефтяных, водонефтяных смесей колеблется между этими значениями[1].

Во время операции глушения давления в межтрубном пространстве не должно превышать определенных пределов, так как это чревато гидроразрывом пласта, порывом обсадной колонны, грифонообразованием. Единственным индикотором давления в межтрубном пространстве является избыточное давление в межтрубном пространстве. Для него справедливы:

(9)

и (10)

,где - давление гидроразрыва наименее прочных пород, - глубина залегания наименее прочных пород, - давление последней опресовки обсадной колонны и устья скважины.

Существуют два фактора, влияющих на давление в межтрубном пространстве. Это размер проявления и расширение газа, поступившего в скважину, по мере его поднятия к поверхности. Как следует из (4), чем больше высота столба флюида, поступившего в скважину, тем больше избыточное давление в межтрубном пространстве. Поэтому очень важно как можно раньше определить проявление и закрыть скважину.

Газовая пачка, попав в скважину, начинает всплывать и если скважина закрыта, то из закона Бойля-Мориотта

(11)

следует

.

Так как температура T и коэфициент сжимаемости K для реального газа не оказывают существенного влияния на его поведение, то

При закрытой скважине газовая пачка не имеет возможности расширяться, поэтому

(12)

т.е. фактически пластовое давление “переносится” к устью посредством газовой пачки. Главная опастность заключается в том, что с изменением избыточного давления в межтрубном пространстве меняется и избыточное давление в бурильной колонне, что лишает нас возможности регулировать забойное давление во время глушения. Кроме того, это может привести к ситуации, когда и/или . Единственным средством предотвращения таких ситуаций является линия дросселирования. После начала всплытия газовой пачки следует небольшими порциями выпускать малые объемы (0,25 - 0,5 барреля), тем самым давая пачке возможность расширяться[2]. Процесс следует продолжать до тех пор пока избыточное давление в бурильной колонне не вернется к своему начальному уровню (уровню при закрытии скважины).

15.3 Методы ликвидации проявлений

В мировой практике существуют два основных метода ликвидации проявлений при бурении скважин - метод уравновешенного пластового давления и метод ступенчатого глушения скважины.

Метод уравновешенного пластового давления предусматривает обеспечение постоянства забойного давления, по значению несколько превышающего пластовое, на протяжении всего процесса глушения проявлений. При использовании этого метода поступление флюида из пласта немедленно приостанавливают и предотвращают возможность его возобновления, пока скважина не будет полностью заглушена. В свою очередь этот метод претворяется в жизнь одним из трех способов:

первый способ, или способ двухстадийного глушения скважины (способ бурильщика). Основной особенностью способа двухстадийного глушения скважины является принцип разделения работ на две четкие стадии - стадию вымывания флюида и стадию собственно глушения скважины. На первой стадии не ставят цель заглушить скважину буровым раствором более высокой плотности; цель иная - освободить межтрубное пространство от флюида. На второй стадии закачивают предварительно утяжеленный буровой раствор. При закачивании его в бурильные трубы вновь разбалансируется равенство гидростатических давлений в трубах и межтрубном пространстве, поэтому давление в трубах по мере их заполнения снижают на значение избыточного давления, внося поправки на гидравлические сопротивления [3]. Последующую замену бурового раствора в затрубном пространстве раствором более высокой плотности осуществляют при постоянном давлении в бурильных трубах.

Для контроля за забойным давлением используют косвенные методы контроля, т.е. о нем судят по величине давления в бурильных трубах при постоянной подаче насоса. Поддерживая постоянное давление в бурильных трубах, путем изменения противодавления, создаваемого дросселем, обеспечивают постоянство забойного давления. Как на первой, так и на второй стадии постоянство давлений в бурильных трубах при его изменении обеспечивают различной степенью открытия или закрытия дросселя: при росте давления его приоткрывают, при снижении - прикрывают. Давление в затрубном пространстве может свободно меняться до тех пор, пока оно не превысит максимально допустимое (9), (10). Следует также учитывать, что давление в бурильных трубах не реагирует немедленно на изменение противодавления[1]. Рассмотрим теперь последовательность операций при глушении данным способом. В первую очередь рассчитывают начальное давление на стояке. Оно равно избыточному давлению в бурильных трубах плюс гидравлические сопротивления в системе при выбранной подаче насосов плюс 0,5-1 МПа для поддержания необходимой репрессии на пласт[2].

P_н = Р_ибк + Р_г.с. + (0,5-1 МПа) (13)

Обычно используется пониженная подача насосов, равная половине подачи при бурении. В течение всей первой стадии Р_н поддерживается постоянным при постоянной подаче насосов. Это обеспечивается изменением Р_имп с помощью дросселя. После выравнивания избыточных давлений в бурильной колонне и межтрубном пространстве (при остановленной циркуляции и закрытой скважине), переходят ко второй стадии. Подготовка ко второй стадии заключается в утяжелении бурового раствора до плотности, рассчитанной по (7). После приготовления необходимого количества жидкости глушения запускают насосы с той же подачей, что и при первой стадии, давление с помощью дросселя устанавливают равным Р_н , но в бурильные трубы закачивают тяжелую жидкость глушения. По мере заполнения бурильных труб новым раствором, Р_ибк будет уменьшаться, пока не станет равным нулю. Исходя из этого устанавливаем новое давление, которое необходимо поддерживать до конца второй стадии.

P_к = Р_г.с. + (0,5-1 МПа)

Однако следует учесть, что из-за увеличения плотности бурового раствора гидравлические сопротивления также увеличатся.

P_к = Р_г.с' + (0,5-1 МПа) (14)

В свою очередь,

Р_г.с'=Р_гс*(с_ж.гл. / с_б.р.) (15)

После того, как утяжеленный раствор достиг долота, т.е. установилось конечное давление Р_к , продолжают вести промывку до тех пор, пока жидкость глушения не выйдет на поверхность. При этом постепенно увеличивают проходное отверстие дросселя до полного его открытия и снижения Р_имп до нуля в конце глушения.



Рис.4. давления на стояке и дросселе в процессе глушения скважины способом бурильщика

Способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его осуществлении создаются наибольшие давления в колонне. Нежелательно также оставление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления бурового раствора в запасных емкостях.

второй способ, или способ непрерывного глушения скважины. При этом способе скважину начинают глушить немедленно после ее закрытия при постоянном утяжелении бурового раствора, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымывания пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для равновесия в скважине (7).

Рис.5. график для проведения расчетов при ликвидации ГНВП способом непрерывного глушения

Для осуществления этого способа необходимы некоторые построения: в графике Рабочего листка глушения скважины на вертикальной оси наносят точки, соответствующие подсчитанным Р_н и Р_к , и соединяют их прямой линией (рис. 5);в графе а этого графика откладывают значение плотности бурового раствора от , через равномерные интервалы значения плотности; в графы б и в вносят фактический объем закачанной в скважину жидкости глушения , при которой плотность достигла соответствующей величины, и объем закачанной в скважину жидкости глушения + объем бурильных труб V_6т. Величина + V_6т представляет собой объем закачанного раствора, при котором раствор данной плотности докачен к долоту. Если при глушении скважины расчет заполнения труб и затрубного пространства ведут по времени закачки, то в графы б и в вносят фактическое время, при котором плотность достигла указанной в соответствующей графе величины, и фактическое время закачки + время, необходимое для заполнения бурильных труб при выбранной подаче насоса. Графы б и в заполняют непосредственно в период глушения скважины по мере увеличения плотности бурового раствора, что позволяет в каждый момент времени приблизительно определить среднюю плотность бурового раствора в бурильных трубах[1].

Рис.6. изменения давлений в скважине при ликвидации ГНВП способом непрерывного глушения

Допустим, что при достижении плотности раствора р₈ (см.рис.5) в скважину было закачано V₈ м³ раствора. Тогда в графе в находим равную V₈ сумму V₄ + V_бт и соответствующую ей плотность, т.е. определяем, какой плотности раствор находится в данное время у долота. Принимая положение, что утяжеление идет равномерно, можно определить, что средняя плотность бурового раствора в трубах равна . По этой величине находят в графе а соответствующую плотность. Затем на графике изменения давления определяют, какие необходимо поддержать давления в бурильных трубах после закачки V₈ м³ бурового раствора. На рис. 2 показано, что V₈ = V₄ + V_6т. Среднее значение между P₈и P₄ равно P_б, следовательно, давление в бурильных трубах надо поддерживать равным Р₆. Когда объем закачанного раствора меньше объема бурильных труб, среднее значение плотности раствора в бурильных трубах определяют как среднее между - фактически достигнутое. В конце закачки во время заполнения бурильных труб раствором плотностью процедура определения средней плотности (а следовательно, текущего давления в трубах) сводится к усреднению с тем которому в данное время соответствует значение (V_i + V_б._т), равное по величине общему объему закачки[1].

Этот способ обеспечивает минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением при интенсивном утяжелении бурового раствора и наиболее низкие давления в колонне при глушении. Вследствие этого данный способ наиболее безопасный, но в то же время и наиболее сложный для обучения.

третий способ получил название способ «ожидания и утяжеления». При этом способе после закрытия скважины предварительно утяжеляют необходимый объем бурового раствора до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят глушение.

Рис.7. давления на стояке и дросселе в процессе глушения скважины способом ожидания и утяжеления

Собственно операция глушения данным способом может быть разделена на четыре части [2] (рис.7). 1)Одновременно с началом закачивания жидкости глушения в бурильные трубы открывают дроссель и с его помощью поддерживают постепенное падение давления на стояке. Когда жидкость глушения полностью заполняет бурильную колонну давление на стояке оказывается равным гидравлическим сопротивлениям. Давление в затрубном пространстве увеличивается из-за расширения всплывающего газового пузыря (11). 2)Во время второй части давление на стояке поддерживается постоянным, а давление в межтрубном пространстве значительно варьируется из-за одновременного влияния расширяющегося газа и поднимающейся жидкости глушения.

3)После полного вымывания флюида гидростатическое давление в затрубном пространстве сильно увеличится, а давление на дросселе на столько же упадет. 4)когда жидкость глушения достигнет поверхности, давление на дросселе должно равным нулю, а на стояке - гидравлическим сопротивлениям.

Способ весьма опасен, поскольку всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к гидроразрыву пластов или разрыву колонны. Кроме того, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата бурильной колонны.

Метод ступенчатого глушения скважины используется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после установления наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне ("перед дросселем") станет превышать максимально допустимое для колонны или гидроразрыва наименее прочных пород.

При ликвидации газопроявлений избыточное давление в колонне может стать выше допустимого предела уже в процессе глушения скважины. Тогда дроссель приоткрывают, давление в колонне снижается, но одновременно происходит и нарушение равновесия в скважине - забойное давление становится ниже пластового. Флюид вновь поступает в скважину. Но так как пик давления в колонне обычно кратковременный, то через некоторое время создаются условия для нового прикрытия дросселя (вторая стадия) и промывания скважины до следующего пика давления, который обычно бывает слабее, и т.д. до тех пор, пока не станет возможным управлять скважиной - сумма гидростатического давления столба утяжеленного бурового раствора, смешанного с пластовым флюидом, и избыточного давления в колонне не станут равными пластовому давлению. Метод ступенчатого глушения скважины по сути дела является методом подготовки скважины к глушению давления.

Выбор способа глушения скважины.

При получении ГНВП необходимо в первую очередь выбрать способ глушения скважины. Способ глушения скважины зависит от многих конкретных условий, включая квалификацию находящегося на буровой персонала, наличия запасного раствора и возможности его утяжеления, состояния колонны и противовыбросового оборудования, состояния ствола скважины, а также характера и интенсивности самого проявления.

При выборе метода глушения скважины необходимо:

1. Определить максимально допустимые давления на устье скважины при ее глушении (9), (10).

2. Определить вид поступившего в скважину флюида (8)

При интенсивных газопроявлениях, если устье скважины достаточно надежно и опасность гидроразрыва пластов невелика, допустимы оба способа - непрерывного глушения скважины и двухстадийного глушения скважины - в зависимости от квалификации бурового персонала. Предпочтителен первый способ. В случае, если в результате расчетов окажется, что в процессе глушения проявления прочности элементов устья находится на пределе, то необходимо использовать способ непрерывного глушения скважины с максимально возможной скоростью утяжеления бурового раствора (рис. 6). Возможны и комбинированные варианты глушения проявления. Например, когда пачка газа подходит к устью и давление в колонне возрастает выше допустимого, переходят на метод ступенчатого глушения скважины, а после выхода газа из скважины вновь используют метод уравновешенного пластового давления и т.д.

Глушащие скважины.

Если проявление не удается ликвидировать ни одним из вышеперечисленных способов, то пластовые флюиды вытесняют буровой раствор на поверхность и скважина начинает фонтанировать. Некоторые фонтаны удается остановить механически, т.е. простым закрытием устья скважины. Если же это не представляется возможным, то следует пробурить наклонные (глушащие) скважины. Обычно бурят одновременно две скважины, чтобы гарантировать успех в ликвидации фонтана. Наклонные скважины надо бурить таким образом, чтобы попасть в ствол фонтанирующей скважины над верхним мощным горизонтом, питающим фонтан. При достижении хорошего сообщения между стволами фонтанирующей глушащей скважин выбирается один из способов гидравлического глушения - динамический либо статический [3]. Динамический способ подразумевает циркуляцию исходного бурового раствора из глушащей скважины в фонтанирующую, при этом плотность этого бурового раствора не позволяет создать гидростатическое давление, достаточное для ликвидации фонтана. Однако фонтанирование все же прекращается - благодаря высокому гидродинамическому давлению, которое достигается резким увеличением подачи насосов. Более тяжелая жидкость глушения закачивается позже для установления статического контроля над скважиной.

При использовании статического способа в глушащую скважину закачивается жидкость глушения, достаточно тяжелая для того, чтобы забойное давление превысило пластовое.

Кроме того, глушащую скважину используют с целью цементирования горизонтов, питающих фонтан.

При отсутствии хорошего соединения между фонтанирующей и глушащей скважинами следует использовать кислоты либо перфорацию для установления прямого контакта[3]. Если и это не приносит успеха, то приступают к бурению следующей пары наклонных скважин.

15.4 Особенности глушения с плавучих буровых установок

В целом операция глушения с буровых судов и полупогружных буровых платформ схожа с таковой на суше, за исключением четырех моментов:

· Влияние качки

· Потери на трение в линиях дросселирования и глушения

· Трудности при удалении газового пузыря

· Уменьшение градиента давления гидроразрыва пласта

Влияние качки

Значительные вертикальные перемещения буровой установки и связанные с этим изменения объема райзера (морского стояка) искажают основные показатели, служащие в качестве индикаторов проявления - это приток бурового раствора из скважины и уровень жидкости в приемной емкости. Кроме того, жидкость в приемной емкости будет самопроизвольно изменять уровень, даже без циркуляции раствора. Вследствие этого затрудняется своевременное начало глушения, что чревато увеличением объема проявления. Так как до сих пор нет эффективной методики борьбы с этим явлением, то буровая вахта должна обращать повышенное внимание на другие признаки начала проявления [3].

Потери на трение

Если на наземных буровых установках потери на трение в линиях глушения и дросселирования пренебрежительно малы, то на плавучих установках они могут достигать 5 МПа - из-за большой длины и малого диаметра этих линий. Пренебрежение этими потерям может привести к катастрофическим последствиям - гидроразрыву пласта, при занижении потерь, или увеличению объема проявления, при их завышении [3].

Рис.8. номограмма для подсчета давления гидроразрыва при морском бурении [3]

Трудности при удалении газового пузыря

Компоновка противовыбросового оборудования не предусматривает вымывание газового пузыря из промежутка между закрытым универсальным превентором и линией дросселирования после завершения глушения. При наземном бурении это не представляет никакой опасности, так как давление этого пузыря очень мало. На море давление пузыря равно гидростатическому давлению находящегося в линии дросселирования раствора глушения. После открытия превенторов расширение этого пузыря может привести к непредвиденным последствиям на устье скважины.

Уменьшение градиента давления гидроразрыва пласта

Градиент давления гидроразрыва при морском бурении значительно меньше, чем на земле, что является следствием общего уменьшения горного давления из-за наличия слоя морской воды и воздуха. Существует множество таблиц и номограмм, целью которых является моделирование замещения слоя морской воды эквивалентным по давлению слоем горных пород; одна из таких номограмм представлена на рис.10.

15.5 Противовыбросовое оборудование

Противовыбросовое оборудование представляет собой комплекс, состоящий из превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения. Помимо этого к противовыбросовому оборудованию относятся технические средства глушения скважины и линия дросселирования [4].

Противовыбросовые превенторы - устройства, устанавливаемые на колонную головку скважины для обеспечения защиты возможных проявлений скважины, которые могут привести к возникновению высоких давлений в межтрубном пространстве. Число, размеры и номинальные характеристики превенторов зависят от глубины скважины и ожидаемых пластовых давлений. Превенторы подразделяют на два типа: универсальный и плашечный[5].

Универсальные превенторы. Эти превенторы сконструированы так, что они могут герметизировать находящееся в скважине оборудование любого размера и формы, т. е. превенторы могут закрываться вокруг бурильных труб, УБТ, обсадных труб и перекрывать открытую скважину. Универсальный превентор (рис. 9, а)-это фонтанная задвижка, которая обеспечивает герметическую изоляцию пространства за счет уплотнительного резинового элемента и закрывается первой в случае выброса из скважины.

Рис.9. универсальный превентор фирмы «Хайдрил»

а - общий вид, б - разрез

Основные узлы превентора следующие (рис. 9, б): стальной корпус 3, поршень 4, камеры открытия / и закрытия 2, уплотнительный элемент 5, который включает кольцо из армированной синтетической резины, имеющей высокую прочность на разрыв. Резиновые кольца могут сжиматься и охватывать бурильные трубы, НКТ или обсадные трубы, создавая герметическое уплотнение вокруг трубы и в затрубном пространстве.

Универсальные превенторы могут закрываться только гидравлически: жидкость под давлением подается в рабочий цилиндр через камеру закрытия. Для конструкции, показанной на рис 4, гидравлическое давление поднимает поршень, который сжимает уплотнительный элемент, усиленный вставками и создающий плотный контакт с бурильными трубами. Прилагаемое усилие рассчитано на сжатие резинового элемента до степени, обеспечивающей герметичное уплотнение.

Плашечные превенторы (рис. 10) могут быть снабжены плашками четырех типов: трубными, регулируемыми, глухими и срезающими.

Трубные плашки предназначены для перекрытия пространства вокруг бурильных труб, НКТ и обсадных труб определенного размера. Уплотнение создается двумя стальными плашками с имеющимися полукруглыми вырезами и резиновыми уплотнениями из двух частей. Полукруглые вырезы могут уплотняться по наружному периметру бурильных труб, НКТ, УБТ, ведущей и обсадной труб в зависимости от размсроь выбранных плашек. Трубные плашки устроены таким образом, что перед уплотнением трубы центрируются в скважине.

Рис.10. плашечный превентор фирмы «Хайдрил»

Трубные плашки закрывают вручную и гидравлически для уплотнения кольцевого пространства ниже их. Трубные плашки с гидравлическим приводом могут закрываться с пульта управления бурильщика, расположенного на полу буровой вышки, или дистанционно со специального пульта.

Большинство трубных плашек закрываются при гидравлическом давлении в пределах 3,45--20,67 МПа [5].

Рис.11. превенторы с различенными типами плашек

Конструкция плашек предусматривает их быструю смену, позволяет выдерживать давление в стволе скважины и обеспечивает необходимое уплотнение при падении гидравлического давления.

Регулируемые плашки (РП). При проводке скважин плашки превентора необходимо менять при смене диаметра бурильных и обсадных труб. Регулируемые плашки разработаны для закрывания и уплотнения серии типоразмеров труб. Их применение позволяет избежать необходимости разработки превенторов для замены плашек под каждый новый размер труб.

Наиболее распространенная конструкция РП - уплотнительные элементы с двутавровой формой вставок, запрессованных в резину. Эти вставки удерживают резину в элементе и вокруг трубы и таким образом предотвращают выдавливание уплотнительпых элементов. Регулируемые плашки приводятся в действие так же, как и трубные.

Глухие плашки аналогичны трубным плашкам за исключением уплотняющих элементов: резиновые вставки не имеют вырезов. Они предназначены для перекрытия ствола, когда в нем отсутствуют бурильные и обсадные трубы.

Срезающие плашки представляют собой один из видов глухих плашек, которые могут срезать трубу и перекрыть открытый ствол. Большинство срезающих плашек требуют давления 20,67 МПа для срезания трубы.

Обратные клапаны для бурильных труб предназначены для предотвращения ГНВП пластов через бурильные трубы в процессе бурения [6]. При бурении скважины клапаны, установленные в колоне бурильных труб под нижним переводником ведущей трубы, работают в среде бурового раствора.

Рис.12 обратный клапан для бурильных труб.

Линия дросселирования.

При проявлении (выбросе), поступившая в скважину пластовая жидкость вымывается на поверхность через трубопровод, который соединен с плашечпым превентором, называемым линией дросселирования.

Линия дросселирования включает регулируемые штуцеры (дроссели), линию подачи жидкости в резервуар для бурового раствора или на факельную линию. Штуцерный манифольд размещают на небольшом расстоянии от буровой вышки. Штуцерный манифольд должен иметь два регулируемых штуцера: один с ручным, а другой с гидравлическим приводом. Для регулирования потока в штуцере применяют цилиндрическую заслонку или иглу, которые перемещаются в цилиндрическом седле и проходном отверстии штуцера, регулируя диаметр проходного отверстия от полного закрытия до открытия.

Линия глушения.

Если тяжелый буровой раствор не может быть прокачан по бурильным трубам, то используют вспомогательную линию для прокачки раствора вниз в межтрубное пространство. Такую линию называют линией глушения. Один конец линии глушения присоединен к боковому отводу ниже плашечного превентора, который закрыт, а другой - соединен с буровым насосом. Вместо бурового насоса линию глушения можно присоединить к цементному, для обеспечения большей мощности, которая может понадобиться во время глушения. АНИ рекомендует оборудовать линию глушения задвижками для соответствующих ожидаемых давлений

Компоновка противовыбросового оборудования

В зависимости от условий бурения применяются различные сочетания и размещения универсальных и плашечных превенторов, линий глушения и дросселирования. В целом следует придерживаться следующих соображений:

· Предусмотреть по линии дросселирования и глушения под каждым превентором, чтобы была возможность осуществить глушение, если какая-либо часть ПВО выйдет из строя;

· В то же время не следует располагать циркуляционные линии ниже последнего превентора;

· Не следует использовать крестовины. Это сокращает число соединений.

Типичная компоновка представлена на рисунке 13

Рис.13. типичная компоновка ПВО

16. Организация работ при строительстве скважин

Производственный процесс строительства нефтяных и газовых скважин представляет собой большой комплекс организаций связанных между собой выполнением технологических процессов. К основным относятся технологические процессы, входящие в цикл строительства нефтяных и газовых скважин, а именно:

- сооружение буровой (вышкомонтажные работы)

- испытание скважины на продуктивность

- испытание скважины и крепление ее ствола.

Работы по строительству буровых осуществляют вышкомонтажные цеха. Вышкомонтажные цеха имеют несколько специализированных вспомогательных бригад, а также подготовительные бригады, осуществляющие работу по подготовке площади под буровую, трубопроводов. Бурение ствола скважины осуществляют буровые бригады, которые возглавляет буровой мастер. Количественный состав буровой бригады определяется с учетом необходимости обеспечения непрерывности процесса бурения. Классификационный состав буровой вахты установлен с учетом обеспечения выполнения технологического процесса бурения в соответствии с требованиями геолого-технического наряда по строительству скважины. Процессом крепления скважины предусматривается проведение целого комплекса работ, основными из которых является спуск обсадной колонны и цементирование скважины.

Спуск обсадных колонн осуществляют буровые бригады, причем состав вахты увеличивается на 2ч4 человека. Для выполнения работ по цементированию скважины заблаговременно должны быть подготовлен в нужном количестве тампонажный цемент. Работы по цементированию выполняют специализированные бригады, входящие в состав тампонажного цеха. Испытание скважины на продуктивность осуществляют как буровые бригады, так и специализированные бригады по испытанию.

17. СХЕМА ТРАНСПОРТИРОВКИ ГРУЗОВ И ВАХТ

Таблица 18.1- Маршруты транспортировки грузов и вахт

Пункты размещения промбаз предприятий и организаций-исполнителей, карьеров по добыче местных материалов и местожительства персонала	Номер маршрута	Характеристика маршрута
		Общая протяженность, км	Пункты следо-вания по маршруту	Расстояние между пунктами, км	Вид транспорта (наземный морской, речной, железнодорожный, АВИА: вертолет, самолет)	Наземные пункты подвода
						Тип дороги (асфальти-рованная, грунтовая, лежневая и т.д.)	Вид транспортного средства (автомобиль, вездеход, трактор и т. д.)	Требуется ли сопровождение автотранспорта тракторами или вездеходами (да, нет)
Наименование организации промбазы, карьера и т.д.	Пункт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Марщруты транспортировки грузов и вахт определяет буровой подрядчик

18. Обоснование нормативной продолжительности цикла строительства скважины.

18.1 Обоснование нормативной продолжительности цикла строительства скважины

Нормативная карта продолжительности цикла строительства скважины зависит от организации работ, обуславливающих процесс строительства скважины включают в себя комплекс следующих работ:

- подготовительные работы к строительству скважины - устройство подземного пути, планировка площади, устройство фундаментов

- монтаж бурового и привышечного сооружения

- строительство и передвижение буровой вышки и силового оборудования

- подготовительные работы к бурению скважины

- бурение скважины (проходка и крепление)

- испытание скважины на приток нефти и газа

- демонтаж бурового и силового оборудования вышки и привышечного сооружения.

Производственный цикл сооружения скважины начинается с момента строительства вышки и завершается испытанием скважины на промышленный приток нефти и газа.

Исходя из геологической, технико-технологической части данного проекта и используя местные карты на механическое бурение скважины на нефть и газ производим нормативный расчет и заносим в таблицу.

18.2 Расчет основных технико-экономических показателей строительства скважин

Основными технико-экономическими показателями являются:

- скорость бурения (цикловая, коммерческая, техническая, механическая), м/ст.месяц

- средняя проходка на долото, м/долото

- производительность труда рабочих буровой бригады, м/чел

- списочная численность буровой бригады, чел.

1. Цикловая скорость бурения определяется по формуле:

где =266 сут - продолжительность цикла строительства скважины,

Н - глубина бурения проектируемой скважины, м

где - длина основного ствола,

- длина 1 бокового ствола,

- длина 2 бокового ствола.

м/ст.месяц

2. Техническая скорость

где =225 сут - технически необходимое время бурения и крепления скважины.

720 - условное число часов в одном станке месяце

м/ст.месяц

3. Коммерческая скорость

где =187 сут - нормативная продолжительность бурения скважины.

м/ст. месяц

4. Рейсовая скорость

где - время механического разрушения горных пород (время работы долота на забое), час

- время на наращивание инструмента, час

- время на спуск и подъем инструмента, час

- время на смену долота, час

м/ч

5. Механическая скорость

 м/ч

6. Средняя проходка на долото

где П - потребное количество долот на проводку скважины, штук.

м

7. Продолжительность бурения и крепления

ст. месяцев

8. Суточная численность рабочих буровой бригады, человек

где М - число буровых станков, используемое в бурении и креплении скважин, М=1

- норма обслуживания одного станка, соответственно вахтовым и дневным рабочими, человек

- условное число смен в сутках, =4

- коэффициент перевода явочной численности в списочную, =1,51 =1,12

= 1 (4 4 1,51 + 1,12 4) = 28 человек

9. Производительность труда

м/чел. год

9.1. Суммарная расценка на бурение и крепление скважины

где - норма времени работы дневных рабочих буровой бригады, час

=

где N - количество выходов в месяц дневных рабочих по графику сменности,

t - продолжительность рабочей смены дневных рабочих, чел.

=6.23 28 8 = 1395,52 час

- суммарная часовая тарифная ставка вахтовых рабочих, =167 тенге

- суммарная часовая ставка рабочих, =185 тенге

- часовая тарифная ставка бурового мастера, тенге

18.3 Составление сметы на проведение буровых работ

Смета определяет сумму затрат, необходимую для строительства скважины по техническому проекту. В результате составления сметы определяется сметная стоимость и сметная себестоимость строительства скважины.

Сметная себестоимость строительства скважины представляет собой сумму необходимых затрат, рассчитанную на основе технического проекта по сметным нормам и по сметным ценам.

Сметная стоимость выражает сумму капитальных вложений, необходимых для строительства скважины. На основе сметной стоимости заключается договор между буровыми бригадами и нефтедобывающим предприятием. Сметная стоимость равна ее сметной себестоимости плюс плановые накопления.

Смета состоит их четырех основных разделов и отдельных статей затрат. К ним относятся:

- подготовительные работы на строительство скважин

- строительство вышки, монтаж и демонтаж бурового оборудования

- бурение и крепление

- испытание скважины на продуктивность.

К отдельным затратам относятся:

- промыслово-геофизические работы

- резерв на производство работ в зимний период

- накладные расходы

- топографо-геодезические работы

- лабораторные анализы и другие работы.

Данные по сводному сметному расчету представлены в таблице.

Проектные данные к смете

1. Цель бурения: добыча нефти и конденсата.

2. Способ бурения: турбинно-роторный.

3. Вид бурения: наклонно-направленный.

4. Вид энергии: ДВС.

5. Проектный горизонт: девон + карбон

6. Проектная глубина: 6080, 5930, 5695 м.

7. Скорость бурения, коммерческая: 1147.86 м/ст.месяц

8. Продолжительность цикла строительства: 266 суток,в. т.ч.:

а) строительно-монтажные работы: 6 суток

б) подготовительные работы к бурению 15 суток

в) бурение и крепление: 225 суток

г) испытание в экс. колонне: 20 суток

9. Конструкция скважины (указана вертикальная глубина)

а) направление 660 30 м

б) кондуктор 508 100 м

в) первая промежуточная колонна 340 1900 м

г) вторая промежуточная колонна 244,5 4486 м

г) хвостовик 177,8 5130 м.

Таблица 19.1 - Смета на строительство наклонно-направленной скважины глубиной 5000 м по вертикали с системой дополнительных боковых стволов

№	Наименование работ и услуг	Стоимость, тыс. $
1	Затраты на оборудование и материалы
1.1	Оборудование устья скважины	329,020
1.2	Фонтанная арматура	83,861
1.3	Обсадные трубы	146,832
1.4	Хвостовик	1 086,356
1.5	Доп. оборудование для обсадной колонны	871,753
1.6	Посадка хвостовика	302,599
1.7	Пакер и оборудование для заканчивания	228,596
1.8	Долота PDC и алмазные долота	537,000
	Общая стоимость оборудования	3 586,016
2	Стоимость услуг компаний-подрядчиков
2.1	Монтаж бурового станка и оборудования	580,000
2.2	Аренда бурового станка Saipar 216	4 315,530
2.3	Дополнительные затраты на содержание станка	44,894
2.4	Оборудование для станка	736,074
2.5	Дополнительная мобилизация бур. станка	228,375
2.6	Услуги по оборудованию устья скважины	817,444
2.7	Услуги по приготовлению буровых растворов	1 007,870
2.8	Аренда оборудования для буровых растворов	746,549
2.9	Химические реагенты для буровых растворов	1 720,800
2.10	Оборудование системы очистки	520,209
2.11	Каротаж кольцевого пространства	462,782
2.12	Услуги НКТ	979,063
2.13	Услуги по цементажу	1 256,096
2.14	Цемент и добавки к цементу	522,489
2.15	Съемка (замеры) в стволе скважины	101,329
2.16	Услуги по наклонно-направленному бурению	4 120,062
2.17	Услуги измерений и каротажа во время бурения	792,018
2.18	Аренда призабойного оборудования	382,721
2.19	Услуги по ловильным и ремонтным работам	805 660
2.20	Кабель	71,785
2.21	Услуги CoilTubing	1 047 990
2.22	Услуги по закачке азота	83,327
2.23	Буровая площадка	169,101
2.24	Услуги по H2S, противопожарной безопасности и охране труда	596,529
2.25	Интенсификация притока	564,182
2.26	Аренда различного оборудования и инструментов	743,754
2.27	Услуги электрокаротажа	1 020,194
2.28	Услуги по отбору керна	0
2.29	Анализ керна	392,050
2.30	Услуги по анализу бурового шлама (Mud Logging)	653 011
2.31	Услуги по опробованию скважины	571,918
2.32	Перфорация	0
2.33	Поддержка основных операций	393 448
2.34	Дополнительные скважинные операции	112 500
2.35	Прочие затраты	182 000
2.36	Страховка	250,000
	Общая стоимость услуг компаний-подрядчиков	27 014,013
3	Всего стоимость по строительству скважины	30 600,029
4	Стоимость 1 погонного метра	4,276

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В проектирования скважины на площади Карачаганак мной было выполнено геологический раздел, в котором рассказано о месте расположения проектируемой скважины, стратиграфическом разрезе, нефтегазоносности, водоносности, испытании и освоении пластов, геофизических исследованиях.

На основании этих данных выполнена техническая часть проекта. А именно выбрана и принята конструкция скважины (количество колонн, глубина их спуска, название и назначение каждой колонны). Произведен расчет бурильной колонны, выбраны бурильные трубы под каждый интервал бурения. При выборе типа бурового раствора учитывались пластовые движения, структура слагаемых пород. Выполнена гидравлическая программа промывки скважины под каждую колонну, выбрана бурильная установка, предназначенная для бурения проектируемой скважины, механизмы и оборудования и выбраны типы долот. Выполнены ГТН, схема расположения бурового оборудования. При разработке отдела охраны труда и основ экологии в бурении учитывались: географическое положение площади, потенциальные опасности для работающего персонала, приняты активные меры их предупреждения. Для предотвращения загрязнения окружающей среды, в проекте описаны меры по ограничению этих негативных последствий. Раздел экономики с учетом индексации цен. Произведен расчет экономической эффективности оптимизации процессов бурения, что приводит к экономии материальных, финансовых, трудовых средств.

Разработанный мною проект является заключительной частью обучения.

Проект может быть предложен к реализации на практике.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Справочник инженера по бурению. /Под ред. В. И. Мищевича и Н.А. Сидорова. - М.: Недра, т. 1, 1973. - 518 с., ил.

2. Соловьёв Е.М. Закачивание скважин. - М.: Недра, 1979.- 303 с., ил.

3. Аманкулов А.С. Проектирование конструкции скважин и выбор буровых установок. Алма-Ата: изд. КазПТИ, 1979-34 с..ил.

4. Сароян Е. Бурильные колонны в глубоком бурении. -М.: Недра, 1979,-203 с.,ил.

5. Практические расчёты в бурении. /В. С. Федоров, В. Г. Беликов, В.Д. Зенков и др./Под ред. В. С. Федорова и В. Г. Беликова. - М.: Недра,1966 599 с., ил.

6. Булатов А. И. , Проседков Ю.М., Рябченко В. И. Технология пробивки скважин. - М.: Недра , 1981.-304 с., ил.

7. Алексеевский Г. В. Буровые установки Уралмашзавода.- 3-е изд., перераб. И доп. -М.: Недра, 1981-528с., ил.

8. Аманкулов А.С. , Галимбаев Р. Ш. Применение ЭВМ для разбивки геологического разреза скважин на интервалы одинаковой буримости. Алма-Ата : КазПТИ, 1978. - 10 с., ил.

9. Промывка при бурении, крепление скважин. Недра, 1974.

10. Палий П. А., Корнеев К. Е. Буровые долота: Справочник. 3-е изд. -М..: Недра,1971-446 с., ил.

11. Аманкулов А. С. , Проектирование параметров режима бурения турбобурами новых конструкций. Алма-Ата :изд. КазПТИ, 1981-38 с., ил.

12. Шумова З. И., Собкина И. В. Справочник по турбопроводам -М.: Недра,1970- 192 с., ил.

...